-
COMMISSION DE REGULATION DE
L'ENERGIE EN REGION DE BRUXELLES-
CAPITALE
Méthodologie 2020 – 2024
Partie 3
Motivations de la méthodologie – Gaz
-
2 / 92
Table des matières
1 REVENU TOTAL ET MARGE ÉQUITABLE 5
1.1 Revenu total 5
1.1.1 Composition du revenu total 5
1.1.2 Coûts gérables 6
1.1.3 Coûts non gérables 7
1.1.4 Approche projet 12
1.2 Marge équitable 18
1.2.1 Actif régulé (RAB) 18
1.2.2 Pourcentage d’amortissement 19
1.2.3 Pourcentage de rendement à appliquer à l’actif régulé
20
1.2.4 Règles de calcul 31
1.2.5 Révision des paramètres 31
1.2.6 Analyse de sensibilité 31
2 RÉGULATION INCITATIVE SUR LES COÛTS 36
3 RÉGULATION INCITATIVE SUR LES OBJECTIFS 41
3.1 Objectifs du mécanisme de régulation incitative 42
3.2 Missions du GRD visées par le mécanisme de régulation
incitative 43
3.2.1 Gestion des réseaux de distribution d’énergie 43
3.2.2 Rôle de facilitateur neutre du marché 44
3.3 Gestion des indicateurs de performance (KPI) 45
3.3.1 Approche de BRUGEL 45
3.3.2 Principes directeurs du mécanisme de régulation incitative
45
3.4 Définition de l’enveloppe incitative 46
4 TARIF DESIGN ET CONDITIONS D’APPLICATION 48
4.1 Structure tarifaire générale 48
-
3 / 92
4.2 Tarifs non périodiques 48
4.2.1 Principes généraux 48
4.2.2 Commentaires sur certains tarifs non périodiques 49
4.2.3 GNC (Gaz Naturel Compressé) 54
4.3 Tarifs périodiques 57
4.3.1 Structure tarifaire générale 57
4.3.2 Tarif pour l’acheminement et l’utilisation du réseau de
distribution 59
4.3.3 Tarif pour l’activité de mesure et comptage 67
4.3.4 Tarif obligations de service public 67
4.3.5 Tarif de transit 68
4.3.6 Surcharges 68
4.4 Conditions d’application 68
5 SOLDES, COÛTS ET RECETTES 69
6 PROCÉDURE DE SOUMISSION ET D’APPROBATION DES TARIFS 70
6.1 Procédure d’introduction et d’approbation des tarifs 70
6.1.1 Procédure générale de soumission et spécificités pour la
période régulatoire 2020-2024. 70
6.1.2 Contrôle ex ante 70
6.1.3 Adaptation des tarifs 70
6.1.4 Procédure après annulation ou suspension d’une décision
tarifaire de BRUGEL 70
6.2 Règles d'évolution et le contrôle du respect des règles
d'évolution du revenu total et des tarifs. 71
6.2.1 Règles d'évolution du revenu total 71
6.2.2 Contrôle du respect des règles d'évolution du revenu total
76
6.2.3 Contrôle des tarifs 76
6.3 Procédure relative à la gestion des rapports ex post 76
6.4 Publication des tarifs 76
7 RAPPORTS ET DONNÉES QUE LE GESTIONNAIRE DU RÉSEAU DE
DISTRIBUTION DOIT
FOURNIR À BRUGEL EN VUE DU CONTRÔLE DES TARIFS 77
7.1 Modèle de rapport 77
-
4 / 92
7.2 Rapport annuel 77
7.3 Transversalité des décisions 78
7.3.1 Plan d’investissement 78
7.3.2 Obligations de services publics (OSP) 79
8 OBLIGATIONS COMPTABLES 82
9 REMARQUES DES ACTEURS AVANT LA CONSULTATION PUBLIQUE 83
9.1 Commentaires relatifs à la préparation du projet de
méthodologie tarifaire 83
9.2 Commentaires relatifs à la mise en place d’indicateur de
performance 85
10 ANALYSE DES SCÉNARIOS DE RÉGULATION INCITATIVE SUR LES COÛTS
GÉRABLES 88
-
5 / 92
1 Revenu total et marge équitable
1.1 Revenu total
1.1.1 Composition du revenu total
De façon générale, BRUGEL a souhaité maintenir les éléments
intervenant dans la définition
du revenu total ainsi que la classification existante entre les
coûts gérables et non gérables
nonobstant quelques modifications. Le maintien d’une telle
structure est notamment la base
du traitement de la gestion des soldes et du système de
régulation incitative mis en place sur
les coûts gérables.
En plus des coûts gérables et non gérables généralement admis,
la méthodologie tarifaire 2020-
2024 introduit le concept d’« approche projet ». Après
identification des coûts liés à ces
projets par le régulateur et le gestionnaire de réseau de
distribution (GRD), une enveloppe
sera ajoutée aux coûts gérables afin de tenir compte des
dépenses qui s’y rapportent.
L’introduction de l’approche projets contribue à la volonté de
BRUGEL de maintenir
l’enveloppe budgétaire tarifaire du GRD bruxellois dans des
limites acceptables afin d’éviter
toute contribution excessive des consommateurs finals et de
disposer d’un outil de suivi sur
ces projets ayant un impact tarifaire significatif.
Tous les montants repris dans l’ensemble de la méthodologie
s’entendent hors taxe sur la
valeur ajoutée.
L’objectif de la présente méthodologie est de pouvoir répondre
aux exigences des marchés
actuels mais aussi futurs. En effet, la transition énergétique
va modifier profondément les
paysages énergétiques européen, belge et bruxellois. A cette
fin, il convient de noter certaines
informations :
• Les Gouvernements bruxellois et wallon ont adopté le 14
décembre dernier la vision 2050
du pacte pour l’énergie et le climat. Ce pacte acte qu’en 2050,
nous n’utiliserons plus de
combustibles fossiles pour nous chauffer. Il prévoit ainsi
d’arrêter de commercialiser les
chaudières au mazout en 2035.
• Pour indication, les chaudières à mazout représentent encore
16% du parc de chaudière à
Bruxelles.
• Dans la mesure où les chaudières à mazout ont une durée de vie
de 20 à 25 ans, le
Gouvernement bruxellois a décidé d’accélérer la sortie des
chaudières au mazout dans le
-
6 / 92
cadre des préparatifs du futur PNEC 2030 (dont la contribution
de la Région a été
approuvé par le Gouvernement le 12 juin dernier).
Ces éléments permettent d’envisager que le réseau de
distribution de gaz ne sera plus utilisé
de la même manière après 2050. Cela pourrait impacter les taux
d’amortissement qui seront
utilisés, et suggère d’introduire une procédure qui viserait à
un amortissement complet de la
RAB pour 20501.
Ensuite, les récentes dispositions législatives vont influencer
la concurrence entre les types
chauffages (mazout, gaz, électricité) en excluant à terme tous
les combustibles fossiles en région
bruxelloise. Un regain d’intérêt pour le gaz en tant que
combustible de chauffage pour la
période comprise entre 2035 et 2050 est envisageable.
1.1.2 Coûts gérables
Les coûts gérables représentent les coûts (et les produits y
afférents) relatifs à la sécurité,
l’efficacité, la fiabilité du réseau ou la qualité de service
aux clients, sur lesquels le GRD exerce
un contrôle direct.
Tout comme au point précédent, bien que cette définition soit
identique à celle présentée dans
la méthodologie 2015-2019, des modifications et précisions ont
été apportées aux éléments
listés. Le tableau ci-dessous présente les coûts considérés et
les motivations qui soutiennent
cette classification. Il est important d’attirer l’attention sur
la définition des coûts gérables. En
effet, il y a lieu de se poser la question pour chacune des
catégories de coûts présentées ci-
dessous si le GRD exerce ou non un contrôle direct sur le
coût.
1 La méthodologie 2020-2023 de la CREG concernant les tarifs de
Fluxys comportes les paragraphes
suivants :
« La CREG maintient en majeure partie les durées
d’amortissements telles que prévues dans la précédente
Méthodologie Tarifaire. Ces durées se basent sur une comparaison
internationale. Afin de continuer à mener une
politique cohérente de valorisation des actifs, la CREG décide
de ne pas y apporter de modifications, sauf pour
les canalisations investies après 2000 qui peuvent être
complètement amorties en 2050. […] Les canalisations
seront amorties de façon linéaire à 2 % par an, ou à un taux
supérieur afin que leur valeur d’acquisition soit
zéro en 2050. »
-
7 / 92
Description
Les coûts (y compris les mouvements sur les comptes de
provisions correspondants) d'achat de
biens et services (autres que ceux des services auxiliaires)
pour autant qu'ils s'intègrent dans le cadre
des activités visées à l'art.5 de l’ordonnance gaz, notamment
ceux axés sur :
a. la gestion de l'infrastructure;
b. la gestion du système;
c. la gestion de l'infrastructure télécoms ;
d. les activités informatiques ;
e. la gestion commune ;
f. les charges à transférer aux comptes du bilan.2
Les coûts (y compris les mouvements sur les comptes de provision
correspondants) des
rémunérations, des charges sociales y compris toutes les
contributions prévues par la loi et de toutes
les charges payées dans le cadre des fonds de pension et des
assurances de groupe depuis que
l'intéressé est membre du personnel du GRD ou d'une de ses
filiales ayant une activité régulée de
gestion de réseau de distribution auxquelles il fait appel.
Le salaire des dirigeants est considéré comme gérable tant qu’il
ne dépasse pas le plafond qui pourrait
être fixé par une norme légale ou réglementaire. Tout excédent
sera rejeté.
Les produits/recettes provenant de diverses opérations, pour
autant qu'elles soient réalisées dans le
cadre des activités visées à l'art.5 de l'ordonnance gaz,
notamment :
a. Les recettes provenant de la location du réseau de fibres
optiques, pour la partie qui
appartient à l'actif régulé ;
b. Les recettes provenant d'autres activités régulées.
Il est à noter que le point « diverses recettes » a été supprimé
de la méthodologie tarifaire
pour la période 2020-2024. La classification des coûts gérables
est identique pour le gaz et
l’électricité.
1.1.3 Coûts non gérables
Les coûts gérables représentent les coûts (et les produits y
afférents) relatifs à la sécurité,
l’efficacité, la fiabilité du réseau ou la qualité de service
aux clients, sur lesquels le GRD
n’exerce pas de contrôle direct.
2 Frais transférés au bilan. Ce sont des coûts qui deviennent
des actifs.
-
8 / 92
Bien que cette définition soit identique à celle présentée dans
la méthodologie 2015-2019, des
modifications et précisions ont été apportées aux éléments
listés. La liste ci-dessous présente
les coûts considérés et les motivations qui soutiennent cette
classification. Il est important
d’attirer l’attention du lecteur sur la définition des coûts non
gérables. En effet, il y a lieu de se
poser pour chacune des catégories de coûts présentées ci-dessous
si le GRD exerce ou non
un contrôle direct sur le coût en question. Les motivations
présentées sont le résultat de
discussions entre BRUGEL et le GRD.
1.1.3.1 Surcharges
a. Les charges de pension complémentaires ou de pension du
secteur public non
capitalisées versées aux membres du personnel ou ayants droit au
prorata de leurs années
de service dans une activité régulée de gestion de réseau ou de
fourniture d'électricité
dans la distribution, dues pour les années antérieures à la
libéralisation conformément à
des statuts, à une convention collective de travail ou une
convention suffisamment
formalisée, ou remboursée à leur employeur à cette fin par le
GRD, conformément aux
obligations contractuelles encourues de celui-ci avant le 30
avril 1999 pour autant que ces
charges soient étalées dans le temps conformément aux règles
existantes établies
antérieurement au 30 avril 1999.
➢ Le GRD n’exerce pas de contrôle sur ces charges. Dès lors, il
y a lieu de les
considérer comme non gérables.
b. Les impôts sur les sociétés et les personnes morales
effectivement dus.
➢ L’ordonnance gaz prévoit que « les impôts, taxes, surcharges,
redevances et
contributions de toutes natures, ainsi que leurs adaptations,
imposés par une disposition
légale ou réglementaire, sont ajoutés aux tarifs automatiquement
à la date de leur entrée
en vigueur. BRUGEL contrôle la conformité de l'adaptation des
tarifs à ces dispositions
légales et réglementaires ».
➢ En outre la charge fiscale du GRD va dépendre de son résultat.
Le GRD n’a pas
un contrôle total sur son résultat. Dès lors, il y a lieu de
considérer les impôts
comme des coûts non gérables.
c. Les autres impôts locaux, provinciaux, régionaux ou fédéraux,
taxes, prélèvements,
surcharges, redevances, cotisations et rétributions dus par le
GRD.
-
9 / 92
➢ L’ordonnance gaz prévoit que « les impôts, taxes, surcharges,
redevances et
contributions de toutes natures, ainsi que leurs adaptations,
imposés par une disposition
légale ou réglementaire, sont ajoutés aux tarifs automatiquement
à la date de leur entrée
en vigueur. BRUGEL contrôle la conformité de l'adaptation des
tarifs à ces dispositions
légales et réglementaires ».
d. Les amendes infligées au GRD, les intérêts de retard payés et
les indemnisations
(notamment en cas de dommage non assurable) à charge du GRD en
cas d'incidents sur
le réseau ne sont pas considérés comme faisant partie du revenu
total. Ces derniers
éléments sont, en principe, rejetés afin de conscientiser et
responsabiliser le GRD et
d’éviter tout excès. BRUGEL pourrait reconsidérer cette position
en cours de période
régulatoire si SIBELGA devait améliorer sa politique de
traitement des demandes
d’indemnisations qui pourrait aboutir à un montant plus
considérable d’indemnisations en
concertation avec BRUGEL.
1.1.3.2 Plus-value RAB
La partie de la plus-value RAB amortie au taux de l'actif
sous-jacent ou désaffectée dans
l'année, pour autant que les montants correspondant à cette
partie soient portés en
réserve au passif du GRD. BRUGEL contrôle la concordance entre
l'évolution de cette
réserve et les amortissements enregistrés.
➢ Le GRD n’exerce pas de contrôle sur ce poste. Il y a lieu de
le garder en non
gérable.
➢ En principe, la plus-value de réévaluation ne doit pas
constituer un coût si elle est
amortie. Le principe à suivre est que pour constituer un coût,
un amortissement
doit concerner un actif pour lequel une charge a été
effectivement décaissée par
le GRD.
Pour la période tarifaire 2015-2019, compte tenu des
prescriptions de la méthodologie
tarifaire en matière de couverture des coûts induite par
l’amortissement de la plus-value
de réévaluation il n’a jamais paru opportun de recommander le
rejet de ces coûts au cours
de la période tarifaire.
L’étude du CEER « CEER Report on Investment Conditions in
European Countries » publiée en
janvier 2018 présente les valeurs (historiques et/ou réévaluées)
à partir desquelles les
amortissements sont calculés. La liste ci-dessous est non
exhaustive et présente certains
pays qui ne basent pas leurs amortissements sur la valeur
historique :
-
10 / 92
• République Tchèque : Une réévaluation de l’amortissement est
prise compte car la
valeur historique n’est pas suffisante pour couvrir les besoins
en investissement de
remplacement.
• Allemagne : L’amortissement est mesuré sur un mix entre valeur
historique et valeur
réévaluée.
• Finlande : L’amortissement est mesuré sur la valeur de
remplacement du réseau.
• Italie : L’amortissement est mesuré sur base de la valeur
réévaluée.
• Pays-Bas : L’amortissement est mesuré sur base de la valeur
historique corrigée par
l’inflation.
• Grande-Bretagne : L’amortissement est mesuré sur base de la
valeur réévaluée.
Le CEER stipule que l’amortissement devrait permettre au GRD de
couvrir les coûts
d’investissement de remplacement sur la durée de vie économique
de l’actif. Le CEER
conclut en disant que l’amortissement peut être basé sur la
valeur historique ou la valeur
réévaluée ou un mix des deux. En pratique, la majorité des
régulateurs acceptent un
amortissement mesuré de la même manière que la RAB.
Bien que partant d’une charge non décaissée, l’amortissement de
la plus-value doit être
perçu comme un moyen mis à disposition du GRD pour être en
mesure de couvrir des
coûts futurs. Ceci soutient également une cohérence avec les
décisions prises lors des
périodes tarifaires précédentes.
1.1.3.3 Amortissements et désaffectations
a. Les plus-values sur la réalisation de l’actif.
➢ Le GRD n’exerce pas de contrôle sur ce poste. Il y a lieu de
le garder en non
gérable.
b. Les moins-values enregistrées, les amortissements et les
désaffectations en cas de mise
hors service d’un actif.
➢ Dans le cas où ces postes seraient considérés comme gérables,
cela aurait un
impact « négatif » sur les investissements réalisés par le
GRD.
-
11 / 92
1.1.3.4 Charges financières ("embedded costs")
➢ Les charges financières dépendent des conditions du marché. Le
GRD n’exerce
pas de contrôle sur celles-ci. BRUGEL souligne son droit de
refuser des taux
d’intérêt trop élevés et de rejeter une partie des coûts qu’il
jugerait déraisonnable.
1.1.3.5 Coûts pour les obligations de service public
➢ L’ordonnance précise que les coûts relatifs à l’exécution du
budget des missions
de services publics (validé par le gouvernement sur base d’un
avis de BRUGEL),
sont pris en compte dans les tarifs de manière transparente. Par
ailleurs cette
même ordonnance précise que les coûts relatifs à l’exécution des
missions de
services publics ne peuvent être soumis ni à des décisions
basées sur des
méthodes de comparaison, ni à une régulation incitative. Dans la
mesure où il
existe une régulation incitative sur les coûts gérables, les
coûts pour les obligations
de services publics ne peuvent qu’être considérés comme non
gérables pour la
présente méthodologie.
1.1.3.6 Coûts du transit facturés par les autres GRD
➢ Le GRD n’exerce pas de contrôle intégral sur ces coûts qui
sont marginaux en
région bruxelloise.
1.1.3.7 Coûts nouveaux imposés
Coûts imposés par une évolution du cadre légal ou réglementaire
ou des règles et
processus soutenant l'organisation ou le bon fonctionnement du
marché libéralisé du
gaz.
➢ L’évolution du cadre légal et réglementaire n’est pas
contrôlée par le GRD.
➢ Les coûts liés aux processus soutenant l’organisation ou le
bon fonctionnement
du marché sont principalement liés à des coûts informatiques.
Pour ces projets,
un mécanisme spécifique a été repris dans le point « approche
projet » où la partie
opérationnelle de ces projets serait considérée globalement
comme gérable.
1.1.3.8 Coûts transférés
Les réductions de coûts et/ou les augmentations de coûts qui
résultent de transferts
entre le compte de résultats et le bilan, y compris les
différences imputées au revenu
de périodes régulatoires antérieures.
-
12 / 92
➢ Les coûts visés sont relatifs aux soldes et aux
investissements. Dans les deux cas,
le GRD n’exerce pas de contrôle sur ces coûts.
1.1.3.9 Marge équitable
Elément spécifique du revenu.
A l’exception des coûts liés aux réseaux de transport qui ne
sont pas présents dans la
méthodologie pour le gaz, la classification des coûts non
gérables est identique pour le gaz et
l’électricité.
1.1.4 Approche projet
Dans leur accord relatif à la procédure concernant la
concertation relative aux méthodologies
tarifaires électricité et gaz portant sur la période régulatoire
2020-2024, BRUGEL et SIBELGA
ont convenu que :
« La catégorisation de certains coûts en coûts gérables et non
gérables est maintenue. Une
réflexion sur les possibilités d’optimisation de classification
de certains coûts (pour certains
projets spécifiques par exemple) sera menée. […] » ;
« Les propositions tarifaires devront reprendre une estimation
par projets majeurs qui seront
réalisés en cours de période régulatoire. […]. »
La section sur les « projets spécifiques » de la méthodologie
tarifaire du régulateur wallon pour
la période 2019-2023 ainsi que les motivations qui s’y
rapportent ont été une source
d’inspiration pour le développement de cette nouvelle
approche.
L’objectif de l’approche est de limiter les risques supportés
par le GRD lors de la réalisation
d’un projet « inhabituel » tout en permettant à BRUGEL d’avoir
une vue claire sur son état
d’avancement et son budget.
L’approche formulée en concertation avec le GRD consiste à fixer
une enveloppe globale pour
l’ensemble des projets. Cette enveloppe viendrait s’ajouter au
montant des coûts gérables. Ce
choix se motive notamment par une diversification du risque et
une augmentation de la
flexibilité dans la gestion des projets au sein du GRD par
rapport à la méthodologie actuelle.
En effet, une enveloppe globale permettrait au GRD de favoriser
un projet par rapport à un
autre en fonction des priorités, des ressources disponibles,
etc… tout en limitant le risque
pour le consommateur final.
-
13 / 92
Cette approche a été préférée à celle qui considérait les coûts
liés à un projet comme non
gérables jusqu’à un certain plafond au-delà duquel ces coûts
seraient considérés comme
gérables.
Le concept de l’approche projet a été discuté à plusieurs
reprises3 entre SIBELGA et BRUGEL
pour arriver à l’approche reprise dans la présente
méthodologie.
1.1.4.1 Définition des catégories de projet
Au sein du GRD, il ne pourra exister que 4 types de projets pris
en charge par les tarifs. Ces
catégories sont décrites dans la méthodologie.
Cette approche par projet permet de faire une distinction claire
entre les projets
d’investissement (amortissement non gérable), les projets en
lien avec les missions de service
public (non gérable), les projets à caractère innovant et les
projets de nature informatique.
Cette méthodologie introduit donc la notion de projet à
caractère innovant qui permet au
GRD de réaliser par exemple des projets pilotes ou de soutenir
des initiatives en matière de
transition énergétique.
Par exemple, les modifications apportées en 2018 à l’ordonnance
du 12 décembre 1991
prévoient spécifiquement que :
« L’opération d’autoconsommation est collective lorsque la
fourniture d’électricité est effectuée
entre un ou plusieurs producteurs et un ou plusieurs
consommateurs finals liés entre eux au
sein d’une personne morale et dont les points de soutirage et
d’injection sont situés en aval d’un
même poste public de transformation d’électricité de moyenne et
basse tension […] BRUGEL
a la possibilité d’adopter, pour une durée limitée dans le
temps, des règles de marché et des
règles tarifaires spécifiques pour des zones géographiques ou
électriques délimitées. Ces zones
sont développées spécifiquement par la réalisation de projets
pilotes innovants et en particulier
pour le développement de solution à la problématique de
connexion des productions
décentralisées par rapport aux réseaux de distribution. »
Pour cette période 2020-2024, ces projets innovants visés dans
l’article visé ci-dessus devront
être financés par les soldes tarifaires.
3 Groupe de travail du 21 février 2018, groupe de travail du 18
avril 2018, réunion du 17 août.
-
14 / 92
A défaut d’être spécifiquement repris et suivis via les plans
d’investissements, les projets à
caractères informatiques seront monitorés via une feuille de
route (roadmap) qui sera
actualisée annuellement. Cette feuille de route devra permettre
à BRUGEL d’avoir une
assurance suffisante de la bonne gestion des coûts en matière IT
tout en permettant d’avoir
une vision sur l’état d’avancement des différents projets, les
risques identifiés, la réalisation des
bénéfices attendus, etc…
-
15 / 92
1.1.4.2 Identification et comptabilisation des autres
projets
La figure ci-dessous permet d’identifier la comptabilisation des
projets et les modifications par rapport à la méthodologie
2015-2019.
-
16 / 92
1.1.4.3 Soumission de la roadmap
Les projets à caractère informatique devront faire l’objet d’un
suivi spécifique sur base d’une
roadmap actualisée chaque année.
Plusieurs projets IT ont été identifiés aux cours des différents
ateliers de concertation ainsi
que certains projets déjà actifs au cours de la période
régulatoire 2015-2019 et qui
continueront d’exister au cours de la période 2020-2024.
BRUGEL a souhaité ne pas figer un canevas de la roadmap dans la
méthodologie mais reprendre
uniquement les informations minimales que celle-ci devra
couvrir.
BRUGEL a également jugé opportun de ne pas couvrir 100% de
l’enveloppe liée aux projets
mais se focaliser sur les projets dont les montants cumulés
jusqu’à un certain plafond qui
correspond à 80% du montant repris dans la proposition tarifaire
pour ce qui concerne la
partie projet.
La première roadmap sera introduite lors de la remise de la
proposition tarifaire initiale et
présentera un programme général portant sur l’ensemble de la
période tarifaire avec un budget
détaillé pour la première année.
Dans le cadre de la première roadmap, BRUGEL souhaite également
recevoir du GRD la
description de l’ensemble du périmètre des activités reprises
dans le Business as Usual (BASU)
du département informatique. Tout changement pertinent de ce
périmètre d’une année à
l’autre devra être documenté dans la prochaine roadmap transmise
par le GRD à BRUGEL.
Suivant les best practices sectorielles, BRUGEL estime qu’il est
essentiel que le BASU du
département IT soit séparé des dépenses de projet. A moyen
terme, BRUGEL estime qu’une
comptabilisation des heures prestées tant par les collaborateurs
internes qu’externes sur les
projets devra être présentée.
En outre, cette roadmap permettra de réduire l’asymétrie
d’information entre le GRD et
BRUGEL.
1.1.4.4 Mise à jour de la roadmap
A l’instar de la logique suivie dans le cadre du suivi des plans
d’investissement, cette roadmap
devra être actualisée chaque année pour les 5 années futures
(ainsi que pour le budget détaillé
de l’année suivante). BRUGEL souhaite inscrire cette démarche
sur au moins deux périodes
-
17 / 92
tarifaires afin de garantir un contrôle optimal sur les projets
à caractère informatiques et éviter
à l’avenir tout écueil en matière de pilotage et de gestion des
coûts informatiques.
Le cas échéant, BRUGEL pourrait remettre un avis sur la
roadmap.
1.1.4.5 Gestion des coûts
La modification apportée à la présente méthodologie par rapport
à la méthodologie tarifaire
2015-2019 sur les aspects IT consiste à considérer comme
gérables les charges et produits liés
à la réalisation des projets informatiques (hors ceux repris
dans le cadre des missions de service
public).
L’objectif d’une enveloppe globale est d’augmenter la
responsabilité du GRD quant à la gestion
en parallèle des projets retenus. Elle est alignée avec la
volonté de BRUGEL de passer
progressivement vers une régulation basée sur le principe de
revenue cap.
Par souci de cohérence avec le principe de régulation incitative
sur la gestion des coûts et de
l’intérêt du consommateur final, BRUGEL n’acceptera pas
d’activation des charges tant que
malus maximal ne sera pas atteint. En d’autres termes, dans le
cas où le GRD voudrait adopter
une stratégie d’activation différente de celle prescrite dans
son dossier de soumission, il devra
d’abord avoir son incentive lié à la gestion des coûts au plus
bas4, soit au maximum la moitié de
10% du total des coûts gérables budgétés. Le mécanisme
d’incentive regulation sur les coûts est
clairement exposé dans BRUGEL-DECISION - 20161110 – 39.
1.1.4.6 Révision et abandon des budgets spécifiques
Notamment afin d’éviter tout risque d’une surestimation initiale
de certains projets, des balises
ont été mises dans la méthodologie afin, d’une part, d’être
informé des éventuelles révisions
majeures ou abandons de certains projets et d’autre part, de
neutraliser le cas échéant l’impact
de cet abandon ou de cette révision sur les soldes « coûts
gérables ».
1.1.4.7 Enveloppe maximale initiale des projets
Les données reçues lors des contrôles ex post 2015, 2016 et 2017
ont été utilisées pour servir
de base à l’évaluation du plafond initial de l’enveloppe projet
à reprendre dans la présente
méthodologie. En concertation avec le GRD, les coûts réels
constatés en 2017 ont servi de
référence. Tenant compte du fait que les coûts IT des années
2016 et 2017 ont fait l’objet
4 Montant négatif
-
18 / 92
d’une dérive importante par rapport à la proposition tarifaire
initiale, en particulier sur les
projets liés à la mise en place du MIG 6, BRUGEL n’a pas
souhaité prendre comme référence
100% des montants réalisés à la réalisation de ce projet mais a
préféré plafonner ce montant à
85% de la réalité 20175.
1.2 Marge équitable
1.2.1 Actif régulé (RAB)
La base de calcul prise en compte pour la détermination de la
marge équitable annuelle
correspond à la moyenne des valeurs de la RAB au 1er janvier et
du 31 décembre de l’année
N. Cette approche n’a pas été modifiée par rapport à la
méthodologie 2015-2019.
1.2.1.1 Valeur initiale de l’actif régulé
La valeur initiale6 de l’actif régulé correspond à la valeur des
immobilisations corporelles
régulées à la date du 31/12/2018 augmentée le cas échéant de
certaines immobilisations
incorporelles liées à l’activation de certains projets
informatiques, telle qu’approuvée par
BRUGEL.
L’actif régulé est ainsi déterminé de manière semblable à la
méthodologie 2015-2019.
Pour le 15 avril 2019 au plus tard, BRUGEL approuvera la valeur
initiale de l’actif régulé au
31/12/2018 sur base des rapports et autres documents transmis
par le GRD dans le cadre du
contrôle ex post 2018.
1.2.1.2 Evolution de l'actif régulé dans le temps
La valeur de l’actif régulé évolue chaque année suivant des
principes fixés dans la méthodologie
(ajout des nouvelles immobilisations, déductions des mises hors
services, déduction des
5 Il existe une exception pour les frais de structure Atrias,
qui seront plafonnées à 100% du niveau du
réalisé 2017
6Avant la sixième réforme de l’Etat et sur base de la
méthodologie tarifaire prescrite par les arrêtés
royaux du 2 septembre 2008, une valeur initiale de l’actif
régulé avait été fixée (iRAB) et se composait
de la somme des valeurs de reconstruction économique nette des
immobilisations corporelles régulées
(telles que fixées au 31 décembre 2001) et du besoin en fonds de
roulement net du gestionnaire de
réseau. Sur base de cette méthodologie, le régulateur fédéral
avait approuvé les GRD lorsqu’ils avaient
acté une plus-value de réévaluation des actifs régulés.
-
19 / 92
interventions de tiers, déduction des amortissements, etc.). Par
rapport à la méthodologie
2015-2019, BRUGEL ne modifie pas ces règles d’évolution pour la
période 2020-2024.
L’actif régulé n’inclut ni le besoin en fonds de roulement ni
les immobilisations en cours.
Il convient toutefois de rappeler ici certains principes que
BRUGEL considère comme
importants ou sur lesquels une attention particulière sera
portée dans l’exercice des
prochaines périodes tarifaires :
Les subsides ne doivent pas avoir d’impact sur la RAB. L’idée
poursuivie est que si
l’actif n’a pas été financé par l’entité régulée, il ne doit pas
être inclus dans la RAB ni
rémunéré7.
Dans le cadre de la présente méthodologie, BRUGEL attend du GRD
que chaque
projet majeur fasse l’objet d’un dossier descriptif et d’une
demande explicite dans le
cas où une activation de certains coûts est demandée par le
GRD.
Le principe soutenu par BRUGEL est que le GRD commence par
utiliser toute la flexibilité
offerte par l’incentive regulation sur les coûts (voir point 2)
avant d’activer certains coûts.
BRUGEL s’assure de cette manière que le GRD ne s’octroie pas de
manière abusive des
bénéfices offerts par l’incentive regulation et augmenter la RAB
en conséquence (maîtrise du
risque lié à un switch opex-capex).
1.2.2 Pourcentage d’amortissement
Les pourcentages d’amortissement repris dans la méthodologie
tarifaire sont ceux
communément admis. Ils ont fait l’objet d’une comparaison avec
ceux utilisés dans les deux
autres régions. Dans le cas où le GRD souhaiterait appliquer un
pourcentage d’amortissement
différent que celui repris dans la méthodologie, celui-ci devra
le motiver auprès de BRUGEL
qui garde le droit de rejeter cette requête s’il juge la
motivation non pertinente.
Des discussions avec le GRD, il ressort que le matériel lié au
poste de dispatching est
principalement du matériel informatique. BRUGEL n’a pas prévu de
pourcentage
d’amortissement différencié en fonction de la
destination/utilisation des équipements. Sur base
d’une motivation précise, le GRD pourrait introduire un taux
spécifique pour certains
équipements non strictement repris dans les catégories fixées
par BRUGEL.
7 CEER Report on Investment Conditions in European Countries
(Ref. C17-IRB-30-03)
-
20 / 92
Aucune autre demande spécifique de la part du GRD n’a été
formulée par rapport à la
modification de certains taux d’amortissement.
1.2.3 Pourcentage de rendement à appliquer à l’actif régulé
Le pourcentage de rendement à appliquer à l’actif régulé est
exposé ci-dessous.
Le Capital Asset Pricing Model (CAPM) a été conçu dans les
années 1960 et décrit la relation
entre le risque et le rendement attendu du marché pour
l’investissement. Le CAPM permet
donc de calculer le rendement conforme au risque ou le rendement
usuel du marché du capital.
Malgré les limitations connues qui sont liées à ses hypothèses
sous-jacentes (notamment
l’information parfaite et l’inexistence de coûts de
transaction), le CAPM est utilisé par la plupart
des autorités européennes de régulation (France, Suisse,
Autriche, Pays-Bas, Irlande, Finlande,
Belgique, etc.) en vue de calculer le pourcentage de rendement à
appliquer à l’actif régulé.
En complément de la formule de base du CAPM, la méthodologie
précédente prévoyait que le
pourcentage de rendement (R) à appliquer à l’actif régulé soit
estimé tel que repris ci-dessous :
Avec :
• S = Rapport entre la valeur moyenne des fonds propres de
l’année concernée et la valeur
moyenne de l’actif régulé (%) ;
• = Taux d’intérêt sans risque (%) ;
• = Prime de risque (%) ;
• = Le facteur bêta qui appréhende le risque spécifique associé
au GRD.
Equation 1 : Pourcentage de rendement à appliquer à l’actif
régulé
• Si 𝑆 ≤ 40% → 𝑅 = 40% ∗ (𝑡𝑂𝐿𝑂 + (𝑅𝑃𝑥 𝛽))
• Si 𝑆 > 40% → 𝑅 = [40% ∗ (𝑡𝑂𝐿𝑂 + (𝑅𝑃𝑥 𝛽))] + [(𝑆 − 40%) ∗
(𝑡𝑂𝐿𝑂 + 100 𝑏𝑝)]
-
21 / 92
Pour la période régulatoire 2020-2024, la philosophie générale
adoptée dans la méthodologie
tarifaire précédente pour l’estimation du pourcentage de
rendement à appliquer à l’actif régulé
ne sera pas remise en question8.
Cependant, dans ce contexte, il convient de préciser que
l’approche proposée (CAPM non
conventionnel) s’éloigne du cadre analytique qui prévaut en
gestion financière.
En effet :
• La formule proposée repose sur l’hypothèse que, au-delà d’un
seuil donné, le pourcentage
de rendement applicable à l’actif régulé s’accroit avec la part
des fonds propres dans le
financement de ce dernier. Cela revient à dire, en d’autres
termes, que :
o Le pourcentage de rendement attendu pour le financement des
actifs régulés est
inversement proportionnel au levier financier classique, soit
dettes/fonds propres ;
o La formule est non bornée, du moins si on ne prend pas en
considération une
structure financière assurée complètement par fonds propres (ce
qui n’est pas une
hypothèse réaliste).
• La théorie financière et la pratique conduisent en revanche à
considérer que le coût
financier varie différemment. L’analyse repose cette fois sur la
définition classique du levier
financier, à savoir sur le rapport entre les dettes et les fonds
propres (et non sur le rapport
8 Cfr Accord BRUGEL-SIBELGA :
https://www.BRUGEL.brussels/publication/document/notype/2017/fr/ACCORD-PROCEDURE-
CONCERTATION-METHODOLOGIES-TARIFAIRES-E&G-2020-2024-FR.pdf
CAPM dans sa forme de base
𝐸(𝑟𝑒) = 𝐸(𝑟𝑓) + 𝛽 (𝐸(𝑟𝑚) − 𝐸(𝑟𝑓))
Avec :
• 𝐸(𝑟𝑒)= rendement attendu d’un investissement
• 𝐸(𝑟𝑓) = rendement sans risque attendu
• 𝐸(𝑟𝑚) = rendement attendu sur le marché
• (𝐸(𝑟𝑚) − 𝐸(𝑟𝑓)) = prime de risque du marché attendue
𝛽 = mesure du risque systématique ou non diversifiable du
placement par rapport
au rendement du marché (βi = cov (ri,rm)
var (rm))
https://www.brugel.brussels/publication/document/notype/2017/fr/ACCORD-PROCEDURE-CONCERTATION-METHODOLOGIES-TARIFAIRES-E&G-2020-2024-FR.pdfhttps://www.brugel.brussels/publication/document/notype/2017/fr/ACCORD-PROCEDURE-CONCERTATION-METHODOLOGIES-TARIFAIRES-E&G-2020-2024-FR.pdf
-
22 / 92
entre les fonds propres et l’actif régulé pris en compte plus
haut). Elle suggère en particulier
l’existence d’une structure financière optimale qui optimise le
coût du financement. Dans
ce cas, le coût du capital serait de plus en plus élevé à mesure
qu’on s’éloigne du levier
financier optimal. La formule actuelle n’incite pas suffisamment
le GRD à optimiser sa
structure bilantaire.
Par ailleurs, l’étude « Study on tariff design for distribution
system9 » reprend pour la plupart des
pays européens la formule préconisée pour la détermination du
pourcentage de rendement. A
l’exception de certains pays, cette étude démontre que le
pourcentage de rendement est
déterminé sur base d’un coût moyen pondéré du capital incluant
le coût de la dette.
La formule du pourcentage de rendement applicable à la situation
bruxelloise s’écarte de
l’optimum de la théorie financière ainsi que du benchmark des
pays européens.
Une comparaison de la rémunération sur fonds propres des GRD
belges a été effectuée. L’on
constate que le ratio Marge Equitable/Fonds Propres (ME/FP) est
aligné au rendement des
capitaux des autres GRD belges.
Figure 1 : Comparaison des rendements du capital
9 Etude de la commission européenne – DG Energie
https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/20150313%20Tariff%20report%20fina_revREF-
E.PDF
0,00%
1,00%
2,00%
3,00%
4,00%
5,00%
6,00%
kEV (VREG) CMPC (CWaPE) R (Brugel) ME/FP (BRUGEL)Gaz
Electricté
https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/20150313%20Tariff%20report%20fina_revREF-E.PDFhttps://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/20150313%20Tariff%20report%20fina_revREF-E.PDF
-
23 / 92
Pour la période régulatoire 2020-2024, seuls les paramètres qui
rentrent dans le cadre du
calcul du pourcentage de rendement ont été revus.
1.2.3.1 Taux d’intérêt sans risque
Le taux d’intérêt sans risque est une mesure du rendement
attendu d’un placement dénué de
risque ou considéré comme tel (dans la pratique tout placement
comporte un risque). Il est
indépendant des facteurs spécifiques à la société considérée et
dépend uniquement des
conditions de marché.
La théorie et la pratique convergent pour dire qu’il faut
recourir au taux des emprunts
gouvernementaux sur plusieurs années pour fixer le taux
d’intérêt sans risque bien que ces
derniers comprennent certains risques (notamment le risque de
défaut). Le taux des obligations
d'état à 10 ans présentant un risque de contrepartie très faible
est généralement retenu comme
taux sans risque.
Le taux d’intérêt sans risque sera revu annuellement afin
d’éviter l’utilisation d’un taux
historiquement bas pendant l’ensemble de la période régulatoire.
Le graphique ci-dessous
reprend l’évolution du rendement arithmétique moyen des
obligations linéaires OLO d’une
durée de 10 ans qui sont émises par les autorités fédérales
belges.
Suite à une différence importante entre les prévisions des taux
d’intérêts sans risque par le
Bureau fédéral du Plan pour 2015 et 2016 et ceux effectivement
rencontrés, un taux minimum
de 2,2% a été fixé10. Le Bureau fédéral du Plan11 prédit un taux
d’intérêt sans risque de 1,6%
en 2020 et de 2,2% en 2021. La méthodologie tarifaire prendra
dès lors en compte une valeur
de 2,2%.
10 BRUGEL-DECISION-20161110-40 : Décision relative aux
adaptations apportées à la méthodologie
tarifaire BRUGEL du 1er septembre 2014.
11 Bureau fédéral du Plan, Perspective économiques 2018-2023,
juin 2018, p. 89.
-
24 / 92
Figure 2 : Evolution du rendement arithmétique moyen des
obligations linéaires
OLO d'une durée de 10 ans émises par les autorités belges
Le Bureau fédéral du Plan n’a pas encore estimé les taux des
obligations d’Etat à 10 ans pour
2024. Dès lors, nous supposons que celui-ci sera égal à la
valeur de 2023. Ces estimations
seront mises à jour sur base de la publication des perspectives
économiques par le Bureau
fédéral du Plan en 2019. Le GRD devra utiliser dans sa
proposition tarifaire les derniers chiffres
publiés par le Bureau fédéral du Plan avec comme date limite
deux mois qui précédent la remise
de la proposition tarifaire. Dans le cas où le Bureau fédéral du
Plan n’a pas publié d’estimation
du taux d’intérêt sans risque pour une année de la période
tarifaire, le taux d’intérêt sans risque
à considérer est celui de l’année précédente.
Tableau 1 : Taux d'intérêt sans risque entre 2020 et 2024
Vu le taux plancher fixé, aucune autre alternative n’a été
envisagée (mixité taux belge et taux
d’autres pays européen, prime de risque spécifique
additionnelle, …).
Le fait qu’un taux OLO minimum de 2,2% ait été fixé offre une
garantie suffisante aux créanciers
(ou à de nouveaux actionnaires) d’une stabilité relative du
pourcentage de rendement autorisé.
De façon générale, l’ajout d’un tunnel dans les limites duquel
devra évoluer le taux OLO permet
de limiter l’impact du taux OLO sur la marge équitable et ainsi
de limiter la création de solde
par rapport à la proposition tarifaire initiale. Il permet
également au GRD une meilleure
12 Notez que le Bureau Fédéral du Plan publie une valeur égale à
1,6% pour 2020. Un accord entre
BRUGEL et SIBELGA fixe un seuil minimum de 2,2% pour le taux
d’intérêt sans risque. Ce seuil est une
réponse aux faibles taux d’intérêt sans risque rencontrés ces
dernières années.
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Tau
x d
'inté
rêt
san
s ri
squ
e su
r 1
0 a
ns
2020 2021 2022 2023 2024
2,2%12 2,2% 2,7% 3,2% 3,2% (Hypothèse 2023=2024)
-
25 / 92
stabilité et prévisibilité dans le financement de ses activités
sur la période tarifaire. Le plafond
de 5,2% pour le taux sans risque est maintenu.
Concernant le paramètre « inflation », BRUGEL préconise
l’utilisation de l’indice des prix à la
consommation comme référence, de manière identique à la
méthodologie 2015-2019.
Bien qu’un gel de 6 mois ait été fixé dans la méthodologie, dans
la mesure où les perspectives
économiques13 2020-2024 sont disponibles avant le 31 mars 2019
et si SIBELGA estime que
l’impact opérationnel est limité, BRUGEL recommande
l’utilisation de ces données.
1.2.3.2 Prime de risque
En pratique, la prime de risque du marché correspond à une
mesure du dédommagement
supplémentaire moyen par rapport à la rémunération sans risque
que les investisseurs
attendent pour un portefeuille comprenant tous les placements
négociables à risque.
Autrement dit, la prime de risque correspond à la différence
entre l’espérance de rendement
sur le marché et le taux d’intérêt sans risque.
Il convient d’indiquer qu’il n’existe, à ce jour, aucun
consensus réel portant sur la détermination
de la prime de risque. Par conséquent, les résultats obtenus
peuvent sensiblement varier selon
la méthodologie et les variables utilisées. Le choix de la prime
de risque peut également
dépendre de facteurs tels que la situation économique du pays,
la liquidité du marché,
l’incertitude dans les décisions politiques (notamment liées à
la fiscalité, etc…). Ces critères
doivent également être considérés dans le choix final de la
prime de risque à utiliser.
Face à ce constat, certains analystes indiquent que la prime de
risque la plus consensuelle vise
à considérer la moyenne des primes de risques d’origines
diverses et variées. L’IESE Business
School14 appréhende annuellement la prime de risque moyenne de
différents marchés (incluant
également celle du marché belge). Le tableau ci-dessous présente
les primes de risque du
marché belge pour les trois dernières années.
Tableau 2 : Primes de risque du marché de 2015 à 2017
2015 2016 2017
IESE Business School 5,5% 5,6% 5,6%
13 Publiée par le Bureau Fédéral du Plan.
14 La recherche effectuée sur le market risk premium par l’IESE
est disponible à l’URL suivant :
http://www.valumonics.com/wp-content/uploads/2017/06/Discount-rate-Pablo-Fern%C3%A1ndez.pdf
http://www.valumonics.com/wp-content/uploads/2017/06/Discount-rate-Pablo-Fern%C3%A1ndez.pdf
-
26 / 92
Afin de maintenir une certaine cohérence avec la définition des
autres paramètres du CAPM,
nous préconisons le recours à une prime de risque inférieure à
celle avancée par l’IESE Business
School. En effet, suite à la détermination d’un minimum pour le
taux d’intérêt sans risque afin
de pallier à la faible valeur du taux OLO, il y a lieu de
corriger à la baisse la prime de risque.
Celle-ci est fixée à 4,5%. En d’autres termes, il est considéré
que la prime de risque accordée
doit être inférieure à la prime de risque du marché pour tenir
compte des limitations appliquées
dans la détermination du taux d’intérêt sans risque et des
caractéristiques de la présente
méthodologie.
Le tableau ci-dessous présente les valeurs du pourcentage de
rendement en fonction des
valeurs prises pour le taux d’intérêt sans risque et la prime de
risque. Il soutient l’idée qu’à un
taux d’intérêt plus élevé que celui rencontré sur le marché, la
prime de risque peut être
diminuée pour maintenir un pourcentage de rendement
similaire.
Figure 3 : Sensibilité du pourcentage de rendement à une
variation du taux d'intérêt
sans risque et de la prime de risque 15
1.2.3.3 Facteur bêta
Le bêta est un coefficient de volatilité ou de sensibilité qui
indique la relation entre les
fluctuations de la valeur d’un titre ou d’une branche et les
fluctuations du marché (soit les
autres titres cotés sur le marché). Contrairement aux
considérations sur la prime de risque et
le taux d’intérêt sans risque, il est calculé spécifiquement
pour les actions d’une société. Par
15 Cette sensibilité est donnée à titre illustrative pour
l’électricité.
-
27 / 92
extension, la portée du bêta peut être étendue avec prudence au
type d’activité de cette
dernière.
Sur base du document de travail de la CWaPE16 dans le cadre de
la rédaction de la
méthodologie 2019-2023, le bêta est influencé par les
caractéristiques de l’entreprise, à savoir :
• La structure des coûts, entre coûts fixes et coûts variables :
plus les coûts fixes sont élevés,
plus l’entreprise est sensible à la conjoncture et plus son bêta
est élevé ;
• La sensibilité à la conjoncture économique : certains secteurs
démultiplient
structurellement les variations de l’activité économique
générale (bêta élevé) ; d’autres, au
contraire, les atténuent (bêta faible)
• La prévisibilité de l’activité : la prévisibilité de
l’activité engendre des bêta très différents ;
• La structure financière : plus l’entreprise est endettée, plus
elle a de frais financiers qui sont
autant de coût fixes élevant sa sensibilité à la conjoncture et
donc son bêta ;
• Le taux de croissance des résultats : plus le taux de
croissance des résultats est élevé, plus
le bêta sera élevé. En effet, dans ce cas, l’essentiel de la
valeur de l’entreprise s’explique
par des flux éloignés dans le temps, donc très sensibles à toute
variation du marché.
• Un bêta qui est estimé à 1 signifie que le prix d’une action
subira les mêmes variations que
celles du marché.
• S’il est supérieur (inférieur) à l’unité, le prix du titre
subira des variations amplifiées
(diminuées) par rapport au marché.
• Enfin, un bêta négatif impliquerait que le prix du titre varie
en sens inverse des mouvements
du marché.
Une possibilité mise en œuvre dans la pratique consiste en la
comparaison avec la valeur bêta
des GRD à l’étranger. Pour ce faire, nous reprenons les
résultats de l’Internal Report on
Investment Conditions in European Countries17 qui a été réalisé
par le Conseil des Régulateurs
européens de l’énergie en décembre 2017 (CEER) et ont été repris
par BRUGEL. Le graphique
ci-après indique le niveau des « equity beta » appliqués dans
différents pays européens.
16 Note technique relative au revenu autorisé dans le cadre de
la préparation de la méthodologie 2018-
2022 : https://www.cwape.be/docs/?doc=2520 17 Le benchmark des
facteurs bêta publié par le CEER en 2018 est disponible à l’URL
suivant :
https://www.ceer.eu/documents/104400/-/-/fbd6a80e-5825-d1f3-fe35-bb3682b40c98
https://www.cwape.be/docs/?doc=2520https://www.ceer.eu/documents/104400/-/-/fbd6a80e-5825-d1f3-fe35-bb3682b40c98
-
28 / 92
L’« equity beta » moyen tronqué18 européen appliqué à la
distribution de l’électricité est de 0,75
et celui appliqué à la distribution du gaz et de 0,73.
Figure 4 : Comparaison des bêta européens pour le gaz et
l’électricité
Parmi les 25 pays (sachant que la Belgique présente trois
valeurs différentes) repris dans le
benchmark :
• Huit pays possèdent un bêta pour l’électricité supérieur à
celui du gaz ;
• Six pays présentent un bêta pour le gaz supérieur à celui de
l’électricité ;
• Sept pays présentent des bêta identiques pour le gaz et
l’électricité ;
• Le reste ne présentent soit aucune valeur, soit seulement une
valeur pour l’un des deux
bêta.
Pour conclure, bien que la tendance européenne soit à la hausse
pour les bêta du gaz et de
l’électricité, BRUGEL préconise de garder les bêta actuels,
c’est-à-dire 0,7, car les risques
rencontrés sur les marchés du gaz et de l’électricité ne
semblent pas avoir évolué depuis la
dernière méthodologie tarifaire pour les activités du GRD. Cette
position conservatrice par
rapport à la méthodologie tarifaire impacte les tarifs
positivement car n’augmentant pas la
charge financière liée à une augmentation de la marge
équitable.
18 « Une moyenne tronquée est une mesure statistique de
centralité, similaire à la moyenne arithmétique et à la
médiane, qui consiste à calculer une moyenne arithmétique en
éliminant les valeurs extrêmes. » (Wikipédia).
Notez que la moyenne tronquée dans cette analyse fait
abstraction de la valeur la plus faible et de la
valeur la plus élevée.
0
0,5
1
1,5
2
2,5
AT
Flan
dre
Wal
lon
ie
RB
C CZ
DE
DK EE FI
FR GB
GR
HR
HU IE IT LT LU LV
NL
PL
PT
RO SE SI
NO
bêt
a
Pays Gaz Electricité
-
29 / 92
Un bêta différencié pour l’électricité et le gaz pourrait être
introduit dans le cadre de la
méthodologie tarifaire 2025-2029 afin de répondre au profil de
risque de plus en plus
différencié des deux énergies.
Tableau 3 : Equity beta pour la distribution d’électricité
Pays Equity beta Année
AT 0,69 2012
BE Flandre : 0,76
Wallonie : 0,65 RBC : 0,70
2016 2019-2023 2015-2019
CZ 0,901 2015
DE 0,79 2008
DK n.a. n.a.
EE 0,668 2016
ES n.a. n.a.
FI 0,828 2016
FR n.a. n.a.
GB n.a. n.a.
GR 0,71 2016
HU 0,73 2016
IE 0,89 2015
IT 0,616 2016
LT 0,72 2015
LU 0,7946 2015
LV 0,72 n.a.
NL 0,74 2016
NO 0,88 2017
PL 0,724 2017
PT 0,67 2015
RO 0,43 2013
SE 0,72 2009
SI 1,14 2015
La moyenne des bêta repris ci-dessus est égale à 0,75. Plusieurs
points doivent être soulignés.
La valeur médiane du benchmark est de 0,722. Dans le cas où l’on
prendrait la moyenne en
-
30 / 92
faisant abstraction de la valeur la plus faible et de la plus
élevée, le bêta de l’électricité serait
égal à 0,75.
1.2.3.4 Facteur S
Le facteur S représente la part de l’actif régulé couverte par
les fonds propres. Son complément
(1-S) reflète le levier financier, à savoir la part de l’actif
régulé financée par des fonds de tiers.
La Belgique est l’un des pays d’Europe où l’incitation à
recourir à l’endettement externe est la
plus importante, ayant par conséquent un levier financier
important. Une des raisons est la
présence d’un taux d’imposition élevé qui permet, toutes autres
choses égales, de valoriser le
levier financier. En revanche, un levier financier trop élevé
accroit également les risques
financiers de l’entreprise.
Il parait dès lors opportun d’adopter un levier financier (1-S)
variant dans une fourchette
réaliste qui va par exemple de 50% à 70%19.
Cette cible peut être appliquée au GRD bruxellois pour au moins
deux raisons :
D’une part, le fait qu’il s’agirait d’une hypothèse relativement
conservatrice puisqu’elle
fait référence à des contextes où les financements par fonds
propres sont a priori, de
manière générale, plus importants dans les autres pays européens
qu’en Belgique. En
appliquant une référence européenne, on sera donc a priori plus
exigeant que si on
fait référence à la pratique en usage sur le territoire
national.
Enfin, l’activité régulée est une activité à laquelle est
associée un faible risque
opérationnel et financier puisque qu’elle fonctionne sur base
d’un revenu requis
(Cost+), ce qui ne justifie pas a priori le maintien d’un levier
financier faible dans le
cadre d’une logique prudentielle.
Par conséquent, nous recommandons d’adopter une valeur cible de
40% pour le facteur S. Il
est très en deçà de celui du GRD bruxellois qui finance
aujourd’hui une grande partie de ses
actifs par fonds propres.
19 Une valeur comprise entre 30 et 60% pour le ratio (dette
nette/RAB) est recommandée par Moody’s
dans son étude « Rating Methodology, Regulated Electricity and
Gas networks », 2014.
-
31 / 92
1.2.3.5 Points de base
Sauf en cas de nouvel emprunt obligataire par le GRD au moins
deux mois avant la remise de
la proposition tarifaire, une valeur de 100 points de base sera
maintenue pour le calcul de la
marge équitable.
Remarquons également, que les charges financières (embedded
costs) sont considérées dans la
présente méthodologie de façon identique à la méthodologie
précédente (à savoir comme des
coûts non gérables et couvertes en intégralité par les
tarifs).
1.2.4 Règles de calcul
Les règles de calcul appliquées dans la méthodologie 2015-2019
ne sont pas modifiées. En effet,
BRUGEL continuera à recalculer les paramètres OLO et S selon les
valeurs applicables à l’année
concernée, y compris le calcul a posteriori de la structure
financière sur la base du bilan réel
après affectation du résultat et non sur la base des bilans
prévisionnels utilisés dans le budget.
1.2.5 Révision des paramètres
Comme ça a été le cas au cours de la méthodologie tarifaire
2015-2019, les paramètres
introduits ci-dessous sont fixés pour toute la période
régulatoire. Ils peuvent cependant être
sujet à modification dans le cas où des données objectives et
transparentes viennent supporter
le fait que la rémunération des capitaux investis par le GRD
n’est plus normale ou équitable.
1.2.6 Analyse de sensibilité
L’analyse mesure la sensibilité de la marge équitable aux
variations des différents paramètres
déterminant le pourcentage de rendement à appliquer à l’actif
régulé.
Elle a été effectuée avec les variables utilisées pour la
période régulatoire 2015-2019 et celles
déterminées pour la période régulatoire 2020-2024 (cf. tableau
ci-dessous).
-
32 / 92
Tableau 4 : Equity beta pour la distribution de gaz
• Une variation d’un pourcent de la RAB entraîne une variation
de 0,25 % de la marge
équitable, soit approximativement 42.000 euros22 ;
• Une variation d’un pourcent des fonds propres entraine une
variation de 0,75% de la marge
équitable, soit approximativement 127.000 euros ;
• Une variation d’un pourcent du facteur S réalisé entraine une
variation de 0,75% de la
marge équitable, soit approximativement 127.000 euros ;
• Une variation d’un pourcent du taux d’intérêt sans risque
entraine une variation de 0,55%
de la marge équitable, soit approximativement 92.000 euros ;
• Une variation d’un pourcent de la prime de risque entraine une
variation de 0,35% de la
marge équitable, soit approximativement 62.000 euros ;
• Une variation d’un pourcent du bêta entraine une variation de
0,35% de la marge équitable,
soit approximativement 62.000 euros.
20 Ces valeurs se basent sur celles communiquées par SIBELGA à
BRUGEL lors du contrôle ex-post pour
l’année 2017.
21 Notez que 2,7% a été considéré dans l’analyse de sensibilité
comme valeur de référence pour 2020-
2024 parce que c’est la valeur prédite par le Bureau fédéral du
Plan pour les années 2021 & 2022.
22 Notez que cette valeur absolue se base sur une marge
équitable de 25,8 millions d’euros, soit la marge
équitable calculée sur base des paramètres présentés pour la
période 2020-2024.
Paramètres 2020 – 2024
Fonds propres (FP) 20 € 340 millions
RAB € 490 millions
S réalisé 70%
Taux d’intérêt sans risque 2,7%21
Prime de risque 4,5%
bêta 0,70
Pourcentage de rendement calculé 3,09%
Margé équitable (ME) € 15,0 millions
-
33 / 92
La figure ci-dessous illustre les analyses de sensibilité pour
les périodes tarifaires 2015-2019 et
2020-202423. Afin d’assurer une lecture appropriée de ces
résultats, prenons l’exemple de la
variation du taux d’intérêt sans risque pour la période
2015-2019 : « Dans le cas où le taux
d’intérêt sans risque augmente de 1%, c’est-à-dire passe de 2,7%
à 2,727%24, la marge équitable
augmenterait de 0,55%. ».
Figure 5 : Sensibilité de la marge équitable gaz
Pour conclure, BRUGEL a pris la décision de ne modifier aucun
paramètre de la formule du
pourcentage de rendement excepté le taux d’intérêt sans
risque.
Celui-ci a été fixé dans la cadre de la proposition tarifaire à
2,2% pour 2020 & 2021 et 2,7%
pour 2022 et 3,2% pour les deux dernières années. Il est
important de souligner que ce taux
sera revu annuellement pour être en ligne avec la réalité.
23 Le seul paramètre qui change dans l’équation est le taux
d’intérêt sans risque qui est de 2,2% pour la
période 2015-2019 et 2,7 pour la période 2020-2024.
24 2,222% = 2,2%+(2,2%*1%)
0,00%
0,10%
0,20%
0,30%
0,40%
0,50%
0,60%
0,70%
0,80%
RAB Fondspropres
S Tauxd'intérêt
sans risque
Prime derisque
Bêta
Var
iati
on
de
la M
E
Facteurs
Impact de la variation d'un pourcent des facteurs sur la ME
2015-2019
2020-2024
-
34 / 92
Le pourcentage de rendement pour le gaz est égal à 3,08%25 en
2020 pour arriver à 3,78% à
partir de 2023. Cela correspond à une rémunération sur fonds
propres de l’ordre de 4,44% la
première année et 5,44% à partir de 2023.
Pour l’électricité, le pourcentage de rendement équivaut à 3,36%
en 2020 pour arriver à 4,09%
à partir de 2023. Cela correspond à une rémunération sur fonds
propres de 4,56% la première
année pour arriver à 5,56% à partir de 2023.
Figure 6 : Pourcentage de rendement et rémunération sur fonds
propres
Bien que l’analyse effectuée sur le pourcentage de rendement
présente les limites de l’utilisation
de la formule hybride issue du modèle CAPM hérité du passé
(CREG), BRUGEL annonce d’ores
et déjà sa volonté de s’orienter vers un modèle « Revenue Cap »
pour la période tarifaire
2025-2029. A l’instar des deux autres régions du pays ainsi que
de la majorité des pays
européens, BRUGEL souhaite introduire un pourcentage de
rendement basé sur la formule du
CMPC pour la prochaine période tarifaire. La formule du CMPC
classique telle qu’utilisée par
la CWaPE 26 permettra de rémunérer l’actif régulé dans son
ensemble tout en tenant compte
de l’évolution du marché.
25 Les pourcentages présentés dans ce paragraphe se basent sur
les valeurs utilisées dans l’analyse de
sensibilité pour le gaz et l’électricité.
26 Méthodologie tarifaire CWaPE 2019-2022 – page 29 :
https://www.cwape.be/docs/?doc=3185
0,00%
1,00%
2,00%
3,00%
4,00%
5,00%
6,00%
2020 2021 2022 2023 2024
Po
urc
enta
ge
R Rémunération sur FP
https://www.cwape.be/docs/?doc=3185
-
35 / 92
Le memo CEER « Regulatory aspects of energy investment
conditions in European countries27 »
montre que le coût des fonds propres réels, pour les entreprises
actives dans le secteur de la
transmission et de la distribution d’électricité et de gaz,
varie entre 3% et 8% pour le secteur
électricité et entre 1 et 9% pour le secteur du gaz, avec les
taux les plus vraisemblables entre
5% et 7 %. Elia, le gestionnaire du réseau de transport pour
l’électricité, présente un Return on
Equity (ROE) de 6,7% en 201628. Fluxys, le gestionnaire du
réseau de transport pour le gaz,
présente un Return on Equity de 9,8% en 201629.
27
https://www.ceer.eu/documents/104400/-/-/b6fe7ba6-e306-d4e3-62ff-2067642c9234
28
http://www.elia.be/en/about-elia/investors-relations/Key-figures,
visité le 01/06/2018. 29 Ce ratio a été mesuré sur base des
informations disponibles sur le site :
http://www.fluxys.com/belgium/en/NewsAndPress/2018/180328_press_annualresults,
en appliquant la
formule : « Net Profits/Equity attributable to the parent
company’s shareholders », soit
70.321.000/713.795.000.
https://www.ceer.eu/documents/104400/-/-/b6fe7ba6-e306-d4e3-62ff-2067642c9234http://www.elia.be/en/about-elia/investors-relations/Key-figureshttp://www.fluxys.com/belgium/en/NewsAndPress/2018/180328_press_annualresults
-
36 / 92
2 Régulation incitative sur les coûts
La méthodologie 2015-2019 instaurait un système transparent et
peu complexe de régulation
incitative sur les coûts. Ce mécanisme fixe un tunnel de 10%30
au-delà duquel les écarts sont
considérés hors du champ de la régulation incitative et sont
transférés dans le fonds tarifaire,
in fine, restitués aux consommateurs finaux. Le montant global
de l’incitant est donc limité à
10% des coûts maîtrisables et partagés à 50% pour le GRD et à
50% au Fonds de régulation
tarifaire.
Par ailleurs, la méthodologie 2015-2019 prévoit d’évaluer le
montant d’incentive regulation sur
l’ensemble de la période régulatoire. Comme précisé dans les
décisions 39 (électricité) et 40
(gaz) : « …dans sa version originale, la méthodologie prévoit
que l’incitant soit analysé annuellement,
ce qui peut avoir des effets négatifs non-voulus pour le
gestionnaire du réseau de distribution ou pour
le consommateur en cas de décalage temporel de certains projets
portant sur des montants importants
ou en cas d’évènement unique avec une forte influence sur le
résultat d’un seul exercice comptable.
Dans ce cadre, la méthodologie tarifaire doit prévoir d’évaluer
le montant global de l’incentive sur toute
une période régulatoire… ». Ce principe reste inchangé pour la
période régulatoire 2020-2024.
Tableau 5 : Soldes des coûts gérables réalisés (2009-2017)
Solde coût gérable (M€) 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
2017
Différence entre la réalité et le budget
-6,3 -5,7 -5,8 -4,5 -3,0 -3,2 -3,0 -5,5 -5,8
Quote-part attribuée au GRD
-6,3 -5,7 -5,8 -4,5 -3,0 -3,2 -1,0 -1,0 -2,1
Quote-part versée dans le fonds tarifaire
0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -2,0 -4,5 -3,7
La méthodologie 2020-2024 augmente la partie gérable des coûts
supportés par les tarifs
(approche projet). BRUGEL veillera à ce que la quote-part
attribuée au GRD en cas de
différence importante soit raisonnable.
30 Voir Décision BRUGEL 2016111-40 du 1er septembre 2014
relative aux adaptations apportées à la
méthodologie tarifaire :
https://www.BRUGEL.brussels/publication/document/decisions/2016/fr/decision-40.pdf.
Le tunnel de
5% a été revu à la hausse au cours de la méthodologie tarifaire
2015 – 2019. Il a été fixé en 2017 à
10% avec un incentive final qui est fixé sur toute la durée de
la période et non année par année.
https://www.brugel.brussels/publication/document/decisions/2016/fr/decision-40.pdf
-
37 / 92
BRUGEL a procédé à l’analyse de différents scenarios afin
d’objectiver la nécessité ou non
d’appliquer les mêmes principes de régulation incitative sur les
coûts gérables relatifs à des
projets informatiques par rapport aux autres coûts gérables.
L’analyse qui suit présente les conséquences d’une
surévaluation/sous-évaluation de ces coûts
sur la régulation incitative sur base de plusieurs scénarios
dans le cas de l’électricité. Cette
analyse considère31 :
• Coûts gérables classiques (CGC) budgétés= 63.500.000 €,
• Coûts gérables « projets » (CGP) budgétés= 17.000.000 €,
• Coûts gérables totaux (CGT) budgétés= 80.500.000 €.
Les deux premiers scénarios (S1 & S2) considèrent les coûts
gérables classiques et les coûts
gérables projets comme un tout, soit les coûts gérables totaux.
Alignée à la méthodologie
tarifaire 2015-2019, la régulation incitative prendra en compte
un tunnel de 10% sur la totalité
des coûts gérables, sans distinction entre coûts gérables
classiques et coûts gérables projets.
Les deux derniers scénarios (S3 & S4) considèrent les coûts
gérables classiques et les coûts
gérables projets séparément. Un tunnel de 10% sera appliqué à
chacune de ces sous-catégories
de coûts. Ces scénarios diffèrent des deux premiers car deux
plafonds sont imposés. En
d’autres termes, une mauvaise budgétisation de l’une des
sous-catégories ne peut pas être
atténuée par une bonne budgétisation de l’autre.
Chacun des scénarios considère une réalité des coûts gérables
classiques inférieure de 5% et
10% par rapport au coûts gérables classiques budgétés. Des
sous-scénarios sont proposés dans
lesquels les coûts gérables relatifs à des projets sont
surévalués/sous-évalués de 10%, 15% et
20%. Afin de pas alourdir le présent texte, les différents
scénarios sont repris au point 10 du
présent document .
Le graphique ci-dessous compare les scénarios 1 et 3. Il
apparaît que le scénario 1 favorise le
GRD. En effet, la régulation incitative (IR) est plus élevé que
dans le scénario 3. Le montant
transféré au Fonds de régulation tarifaire est plus faible.
31 Ces chiffres sont pris à titre d’exemple. Ils visent à
présenter une tendance et ne représentent pas la
réalité stricto sensu.
-
38 / 92
Figure 7 : Comparaison de S1 & S3
Lorsque le tunnel de 10% est dépassé pour les coûts gérables
classiques et les coûts gérables
« projets », il apparaît que les deux méthodes présentent des
résultats identiques (tant que le
plafond de la régulation incitative n’a pas été atteint).
Figure 8 : Budget inférieur à la réalité par plus de 10%
-
39 / 92
Le graphique ci-dessous compare les scénarios 2 & 4. Il
apparaît que le scénario 4 favorise le
GRD. En effet, la régulation incitative est positive tandis
qu’elle est négative dans le scénario 2.
De plus, le scénario 4 nécessite une implication plus importante
du Fonds de régulation tarifaire
pour éponger la partie sous-budgétée.
Figure 9 : Comparaison des scénarios 2 & 4
La comparaison des scénarios 2bis et 4bis présente les mêmes
résultats que la comparaison
des scénarios 2 et 4. Le scénario 2 est plus aligné aux
objectifs de la régulation incitative.
Figure 10 : Comparaison scénarios 2bis & 4bis
-
40 / 92
Les tendances identifiées sur base des chiffres et des
graphiques exposés supra sont résumées
dans le tableau ci-dessous.
Coûts gérables totaux Distinction entre CGC & CGP
Les CGC réalisés sont
légèrement32 inférieurs à ceux
budgétés & les CGP réalisés sont
nettement33 inférieurs à ceux
budgétés.
La distinction entre CGC & CGP
plafonne plus rapidement le
montant de l’Iincentive
regulation
Les CGC réalisés sont nettement
inférieurs à ceux budgétés & les
CGP réalisés sont nettement
inférieurs à ceux budgétés.
Les deux méthodes présentent les mêmes effets.
Les CGC réalisés sont légèrement
inférieurs à ceux budgétés & les
CGP réalisés sont nettement
supérieurs à ceux budgétés.
Considérer les coûts gérables
globalement permet de contre-
balancer une sous-budgétisation
de l’une des catégories par la sur-
budgétisation de l’autre.
Les CGC réalisés sont nettement
inférieurs à ceux budgétés & les
CGP réalisés sont nettement
inférieurs à ceux budgétés.
Considérer les coûts gérables
globalement permet de contre-
balancer une sous-budgétisation
de l’une des catégories par la sur-
budgétisation de l’autre.
Lors de la détermination des soldes, BRUGEL considèrera
l’enveloppe des coûts gérables dans
sa globalité, telle que déterminée dans les scénarios 1 & 2.
Ce choix se motive par :
a. Alignement avec les objectifs de la régulation incitative,
soit une bonne gestion des
coûts gérables ;
b. Simplicité de calcul ;
c. Continuité avec la méthodologie tarifaire précédente ;
d. Responsabilisation du GRD ;
e. Transition vers un modèle de Revenue Cap ;
f. Protection des consommateurs.
32 Moins de 10% du budget. 33 Plus de 10% du budget.
-
41 / 92
3 Régulation incitative sur les objectifs
Concernant le point 3 des motivations et de la méthodologie, il
n’y a pas de parallèlisme parfait
entre les tables des matières. En effet, le point 3.1 de la
partie 4 correspond au point 3.3 de
la partie 3, tandis que le point 3.2 de la partie 4 correspond
au point 3.4 de la partie 3.
La décision BRUGEL relative à la méthodologie tarifaire
2015-2019 prévoit que :
« Pour la période régulatoire 2015-2019, aucune régulation
incitative basée sur des objectifs
ne sera effective. Toutefois, BRUGEL définira au cours de cette
période et en concertation avec
le GRD, les différents éléments qui pourraient permettre de
mettre en place une régulation
incitative sur base d’objectifs dès 2020. Ces éléments porteront
notamment sur les différents
indicateurs à suivre, les normes à atteindre et les incitants
financiers liés. Certains paramètres
qui seraient utilisés dans cette régulation incitative
pourraient déjà être mesurés et évalués via
les modèles de rapport, les plans d’investissements et les
rapports sur la qualité de service de
la période 2015-2019. ».
Il ressort de cet extrait que la mise en place d’une régulation
incitative sur les objectifs nécessite
une méthodologie élaborée pour le suivi de la qualité des
services et des investissements du
GRD.
Pour rappel, l’accord relatif à la procédure concernant la
concertation relative à la
méthodologie 2020-2024 stipule que :
« Des indicateurs sur la qualité des services de SIBELGA seront
mis en place en concertation avec
le gestionnaire de réseau. La mise en place de pénalité/incitant
sur la réalisation de certains
objectifs doit être envisagée. La qualité des services pourra
s’apprécier sur les aspects suivants :
• le respect des délais d’exécution des travaux demandés par les
utilisateurs du réseau (par
exemple, le temps de réalisation d’un raccordement) ;
• le service d’accueil des utilisateurs (information, traitement
des plaintes,…) ;
• la continuité de l’alimentation (par exemple, la durée et le
nombre d’interruption par
utilisateur du réseau);
• le respect des normes de la qualité de la fourniture (par
exemple, la qualité de la tension
fournie pour l’électricité) ;
• les échanges avec les fournisseurs (par exemple, la mise à
disposition des données de
comptage).
-
42 / 92
Une réflexion sur la mise en place d’indicateurs sur les
investissements pourrait être menée en
concertation avec le gestionnaire de réseau.
La mise en place de pénalité/incitant sur la réalisation de
certains projets doit être envisagée. Ces
incitants ont également comme objectif de favoriser certaines
thématiques telles que la mise en
œuvre des réseaux intelligents, les mesures d’efficacité
énergétique ou de gestion de la demande
et plus globalement certains projets permettant l’incitation ou
le soutien à l’innovation. Un des
autres objectifs est d’inciter SIBELGA à l’utilisation optimale
de ses réseaux et à faire des choix
rationnels des équipements dans sa politique d’investissement ou
de remplacement des réseaux. »
Au regard de ce qui précède, BRUGEL souhaite inscrire sa
nouvelle méthodologie dans la
lignée des tendances européennes et des objectifs fixés dans la
méthodologie tarifaire précitée.
Par ailleurs, la mise en place d’une régulation de la
performance permet de répondre en partie
à une des critiques du système Cost+ qui n’incite pas le GRD à
améliorer la qualité de ses
services.
A cette fin BRUGEL a réalisé une analyse détaillée qui a permis
de disposer d’indicateurs
pertinents pour le suivi de la qualité des services offerts par
le GRD aux utilisateurs des réseaux
de distribution (URD) et aux acteurs du marché. L’objectif était
de sélectionner ceux qui seront
incités/pénalisés financièrement.
3.1 Objectifs du mécanisme de régulation incitative
Par la mise en place d’une régulation incitative sur les
objectifs, BRUGEL vise à permettre au
GRD d’offrir aux URD et aux acteurs du marché un haut degré de
qualité des services dans un
contexte en constante évolution.
Dans une moindre mesure que pour l’électricité, le marché du gaz
devrait néanmoins connaître
dans les prochaines années une évolution importante notamment
par le développement de
nouveaux services autres que la consommation traditionnelle de
l’énergie, l’augmentation des
productions décentralisées et l’émergence de nouvelles
technologies de l’information et de la
communication. Dans cette optique, le GRD est appelé à
contribuer grandement à la réussite
de la transition amorcée en offrant une meilleure qualité des
services aux URD et aux acteurs
du marché.
En effet, dans un contexte d’amélioration des performances des
réseaux, le GRD est appelé à
augmenter sa réactivité notamment par une gestion optimale de
son réseau et à veiller à
assurer un haut niveau de qualité de ses services tels que :
-
43 / 92
- la qualité de la continuité et la qualité de fourniture ;
- la qualité et la réactivité dans la réalisation opérationnelle
des demandes des acteurs ;
- la qualité du traitement des plaintes des URD ;
- la faculté à jouer pleinement son rôle neutre de facilitateur
du marché en proposant des
solutions qui garantissent la stabilité du système, la qualité
de fourniture, l’efficacité et
l’efficience techniques ainsi que la réflectivité des
coûts34.
3.2 Missions du GRD visées par le mécanisme de régulation
incitative
Compte tenu du cadre légal en vigueur et des enjeux de la
période tarifaire 2020-2024, les
missions du GRD qui sont visées par la tarification incitative
sont listées ci-après. Pour chacune
de ces missions, un ou plusieurs indicateurs de performance sont
proposés pour mesurer la
qualité, et le cas échéant, l’exhaustivité et la réactivité du
GRD dans la réalisation des
opérations relatives à ces missions. Dans certains cas, des
indicateurs de suivi (sans application
des bonus/malus) sont mis en œuvre pour augmenter le niveau
d’observabilité sur la qualité
des services ou pour évaluer le bon fonctionnement du mécanisme
de régulation incitative.
3.2.1 Gestion des réseaux de distribution d’énergie
Il s’agit d’une mission principale du GRD d’assurer la stabilité
et la sécurité
d’approvisionnement des URD bruxellois avec une qualité de
fourniture selon les normes en
vigueur. En l’absence de compteurs intelligents et pour autant
qu’ils soient équipés de
fonctionnalités adéquates, il serait difficile, voire
impossible, de monitorer la qualité de
fourniture sur tout le réseau de distribution. Les indicateurs
de performance devraient donc
34 La réflectivité des coûts doit être appréciée globalement. Le
DG Energy and Transport a adopté une
note (Note of DG Energy & Transport on directives 2003/54/EC
and 2003/55/EC on the internal market in
electricity and natural gas – The role of the regulatory
authorities, 14 janvier 2004) dans laquelle il précise
que : « Bien que les tarifs du réseau doivent être réflectifs
dans un sens général, cela ne signifie pas qu’il
doit y avoir une correspondance rigide et automatique entre les
coûts de l’entreprise réglementée et
les recettes provenant des tarifs du réseau. […]. Les autorités
de régulation devront considérer, dans
l’élaboration de leur méthodologie, dans quelle mesure la
structure choisie implique dans le chef des
utilisateurs du réseau des tarifs non-discriminatoires et qui
reflètent raisonnablement les coûts. Le
concept de réflectivité des coûts requiert une approche
flexible. Par exemple, de nombreux systèmes
de tarif intègrent un critère de localisation des tarifs par
lequel les clients situés dans une région
spécifique seront soumis à des charges similaires indépendamment
de leur position géographique. Une
telle approche d’allocation des coûts est acceptable pour des
raisons de simplification même si on
pourrait argumenter que les différents utilisateurs du réseau
induisent, en pratique, des niveaux de coûts
quelques peu différents »
-
44 / 92
mesurer uniquement la continuité de fourniture. Les indicateurs
actuellement disponibles
mesurent l’indisponibilité, la durée moyenne des interruptions
et leur fréquence d’occurrence.
3.2.2 Rôle de facilitateur neutre du marché
Il s’agit d’une mission qui prend de plus en plus d’ampleur et
qui tend à se complexifier pour
tenir compte des évolutions techniques et technologiques de
l’information et de la
communication. Dans ce rôle de facilitateur neutre du marché, le
GRD assure l’activité de
comptage, la gestion de la plateforme d’échange de données avec
le marché et la tenue du
registre d’accès.
3.2.2.1 Gestion des données de comptage
Compte tenu des exigences de la transition évoquée précédemment
(caractérisée par le
développement de nouveaux services, l’augmentation des
productions décentralisées et
l’émergence de nouvelles technologies de l’information et de la
communication), les activités
portant sur les compteurs et le comptage revêtent une importance
capitale pour BRUGEL et
pour le marché dans son ensemble. Toutefois, compte tenu des
enjeux de la période tarifaire
2020-2024, le focus sera porté essentiellement sur la
réactivité, la qualité et l’exhaustivité dans
le traitement de la relève des compteurs et dans la transmission
des données de comptage au
marché.
3.2.2.2 Prestations de services rendus au marché
Compte tenu des travaux de mise en œuvre d’une plateforme
interrégionale d’échange avec le
marché (MIG 6), les indicateurs qui seront utilisés pour mesurer
les performances du GRD
dans ce rôle de facilitateur du marché concerneront uniquement
la réactivité du service
opérationnel du GRD dans sa réponse aux demandes des acteurs
d’effectuer des opérations
chez les URD (ouverture/fermeture de compteur, …). Ces demandes
peuvent être à l’initiative
de l’URD (ouverture de compteur, …) ou du fournisseur (fin de
contrat, …).
3.2.2.3 Prestations de services rendus aux URD
Il s’agit d’une mission générale et transversale confiée au GRD
et aux fournisseurs. Cette
mission se mesurera notamment par la qualité et la réactivité du
GRD dans le traitement des
plaintes (ou des demandes d’indemnisation) des URD.
-
45 / 92
3.3 Gestion des indicateurs de performance (KPI)
3.3.1 Approche de BRUGEL
Compte tenu de l’absence de recul nécessaire, BRUGEL a
privilégié, pour la période tarifaire
2020-2024, une approche prudente dans la définition du mécanisme
de régulation, notamment
en prenant en considération
